МТ 34-70-025-86

     
Группа Е09

     
     
МЕТОДИКА
ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ТЕМПЕРАТУР УХОДЯЩИХ ГАЗОВ
В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ

     
     
Срок действия с 01.01.87 г.
до 01.01.92 г.*
_______________________
* См. ярлык "Примечания"

     
     
     РАЗРАБОТАНО Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом им. Ф.Э.Дзержинского (ВТИ), предприятием Южтехэнерго Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей
     
     ИСПОЛНИТЕЛИ В.Н.Фомина, Э.К.Ринкус, С.Ш.Пинтов, С.А.Островский (ВТИ), В.А.Гадяк (Южтехэнерго)
     
     УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 20.03.86 г.
     
     Заместитель начальника Д.Я.Шамараков
     
     ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ
     
     

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

     
     1.1. Настоящая Методика предназначена для применения при проектировании и эксплуатации систем измерения температуры уходящих газов () энергетических котлов на ТЭС.
     
     Результаты измерения  подлежат использованию при ведении технологического режима и расчете технико-экономических показателей работы котла при стационарной нагрузке.
     
     1.2. На измерения  в нестационарных режимах работы котлов (при пуске, останове) норма точности измерений не устанавливается. Результаты измерений по данной Методике в этих режимах могут использоваться лишь как оценочные без регламентации показателей точности.
     
     

2. ИЗМЕРЯЕМЫЙ ПАРАМЕТР И УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЯ

     
     2.1. Под температурой уходящих газов понимается средневзвешенная по полю скоростей газов температура в балансовом сечении газохода, расположенном за последней по ходу газов поверхностью нагрева - воздухоподогревателем.
     
     2.2. В связи с использованием  для оценки потерь с уходящими газами () измерения  и коэффициента избытка воздуха в газах () проводятся в одном и том же балансовом сечении.
     
     2.3. На газовых, газомазутных и пылеугольных (с сухим золоулавливанием) котлах балансовое сечение расположено за дымососом, где неравномерность поля температур газов по данным измерений составляет не более +2 К (°С). В пылеугольных котлах с мокрыми скрубберами балансовое сечение расположено в газоходе между воздухоподогревателем и скруббером в сечении с наиболее равномерным полем температур газов, выбор и тарировка которого производятся в соответствии с ГОСТ 12.3.018-79. Сведения об установке датчиков в балансовых сечениях приведены в разд.5.
     
     2.4. Измерение  производится в условиях омывания датчика запыленным газовым потоком. При сжигании сернистых топлив газы, омывающие датчик, агрессивны (содержат ). Реальные значения  на действующих газовых и газомазутных котлах достигают около 443 К (170 °С). На пылеугольных котлах уровень  в ряде случаев достигает около 473 К (200 °С) и выше (котлы на сланцах и высоковлажных бурых углях имеют 493 К).
     
     2.5. Климатические условия эксплуатации в месте расположения датчиков  характеризуются следующими показателями:
     
     - температурой окружающего воздуха от 243 до 313 К (от -30 до +40 °С);
     
     - влажностью окружающего воздуха до 96%;
     
     - наличием токопроводящей пыли;
     
     - содержанием в дымовых газах .
     
     В месте расположения измерительных приборов:
     
     - температура окружающего воздуха составляет от 278 до 308 К (от +5 до +35 °С);
     
     - влажность окружающего воздуха не превышает 80%.
     
     2.6. Предел суммарной абсолютной погрешности измерения  для газовых, газомазутных и пылеугольных котлов с сухим золоулавливанием устанавливается на уровне
     

 К (°C).

     
     Предел суммарной абсолютной погрешности измерения для пылеугольных котлов с мокрыми скрубберами, а также для котлов с  473 К (200 °С) устанавливается на. уровне
     

 К (°C).

3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ПАPAМЕТРА

     
     3.1. Температура уходящих газов измеряется контактным методом в одной (контрольной) точке сечения газохода, если его ширина не превышает 6 м. При большой ширине газохода измерения  проводятся в двух точках газохода - с правой и левой стороны.
     
     3.2. Для измерения  рекомендуются стандартные средства измерения температуры, приведенные в приложении 1.
     
     Допускается применение иных средств измерений, включая информационно-измерительные системы (ИИС), обеспечивающих требуемую точность измерения в оговоренных условиях эксплуатации.
     
     3.3. Для рекомендуемых стандартных средств измерения  предел суммарной абсолютной погрешности измерения  составляет ±3 К (°С) при считывании показаний со шкалы и ±4 К (°С) при автоматической регистрации (с учетом влияния внешних факторов при доверительной вероятности =0,95).
     
     

4. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ

     
     4.1. При использовании рекомендуемых по п.3.2 средств измерения должны быть обеспечены рабочие условия их применения по техническим описаниям на ТСП-0879 (ТУ 25-02.792288-80) и КCM-4 (ТУ 25.05.1290-78) или КСМ-2 (ТУ 25-05-1821-75). Нормальными считаются условия, оговоренные в тех же технических описаниях.
     
     4.2. При применении иных средств измерения рабочие условия принимаются в пределах по пп.2.4, 2.5. Нормальными считаются условия, оговоренные в НТД на эксплуатацию средств измерения.
     
     4.3. Монтаж средств измерения должен быть выполнен в соответствии с НТД на использованные средства измерений.
     
     4.4. Система измерений должна быть принята в эксплуатацию согласно "Инструкции о порядке приемки установок теплотехнического контроля из монтажа и наладки" (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974).
     
     

5. АЛГОРИТМ ОПЕРАЦИЙ ПОДГОТОВКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

     
     5.1. Установка первичных преобразователей:
     
     5.1.1. Первичные преобразователи устанавливаются в балансовых сечениях газоходов по п.2.3. При этом на газовых, газомазутных и пылеугольных котлах с сухим золоулавливанием балансовые сечения за дымососом располагаются на расстоянии не менее 1 м от выходного патрубка дымососа, где неравномерность температур не превышает значений, указанных в п.2.3. В пылеугольных котлах с мокрыми скрубберами балансовое сечение выбирается, по возможности, на прямом участке газохода за воздухоподогревателем на расстоянии не менее 1 м от входа в золоуловитель (за врезкой сбросов отсосных газов из шлаковых комодов).
     
     На котлах с двумя дымососами количество балансовых сечений (и, следовательно, точек измерения) удваивается.
     
     5.1.2. Контрольная точка измерения , куда помещается чувствительный элемент первичного преобразователя, в газовых, газомазутных и пылеугольных котлах с сухим золоулавливанием должна находиться на расстоянии не менее 0,2 м от стенки газохода, исключая, в случае установки центробежных или осевых дымососов, зону их аэродинамической тени в соответствии с ГОСТ 12.3.018-79.
     
     В пылеугольных котлах с мокрыми скрубберами контрольная точка выбирается по результатам ежегодного экспериментального определения полей скоростей и температур в балансовом сечении газохода в соответствии с методикой, изложенной в книге "Тепломеханические испытания котельных установок" (М.: Энергия, 1977).
     
     5.2. Выполнение измерений и регистрация их результатов на диаграммной ленте осуществляются с помощью самопищущего прибора - автоматического моста.
     
     5.3. Обслуживание схемы измерений, ремонт и поверка приборов производится в соответствии с НТД на использованные средства измерений, графиками их поверки и ремонта.
     
     

6. ПОКАЗАТЕЛИ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ И ФОРМА ИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ

     6.1. В качестве показателя точности измерения  принимается интервал, в котором с установленной вероятностью находится суммарная абсолютная погрешность измерения.
     
     6.2. Устанавливается следующая форма представления результатов измерения:
     

,  ,                                         (1)

     
где  - показания измерительного прибора, К (°C);
     
      - предел суммарной абсолютной погрешности измерений, К (°С);
     
      - доверительная вероятность.
     
     

7. АЛГОРИТМ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОЦЕНКА
ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТОЧНОСТИ

     
     7.1. За показания измерительного прибора принимается среднее арифметическое из четырех последовательных измерений температуры уходящих газов, проведенных с интервалом 15 с (минутная температура). Расчет производится по формуле
     

,                                                       (2)

     
где  - показания прибора при -м измерении в серии из четырех измерений, К (°С),  - канал измерения.
     
     При измерениях в двух точках газохода за показание  принимается среднее арифметическое по двум параллельным каналам измерения
     

.                                                       (3)

     
     7.2. Оценка показателей точности  проводится при метрологической аттестации Методики выполнения измерения на конкретной ТЭС в соответствии с "Методическими указаниями по разработке и аттестации методик выполнения измерений основных параметров теплоэнергетического оборудования" МУ 34-70-014-82 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1982).
     
     7.3. Основная абсолютная погрешность канала измерения при нормальных условиях в данном балансовом сечении определяется по формуле
     

,                                (4)

     
где  - соответственно предел абсолютной погрешности термопреобраэователя сопротивления, измерительного прибора (автоматического моста) или нормирующего преобразователя в случае ИИС, линий связи, К (°С);
     
      - предел абсолютной методической погрешности от замены измерения поля температур точечной оценкой, К (°С).
     
     При измерениях в двух точках газохода
     

.                                                          (5)

     
     7.4. Погрешность  принимается по НТД на термопреобразователь сопротивления.
     
     Погрешность  определяется по формуле
     

,                                                     (6)

     
где  - приведенная погрешность измерительного прибора (класс точности), %;
     
      - нормирующее значение (диапазон измерений), К (°С).
     
     Погрешность  принимается по техническим условиям на измерительный прибор с учетом сопротивления реальных линий связи.
     
     Погрешность  для котлов с мокрыми скрубберами определяется по результатам экспериментального определения полей скоростей и температур газов в балансовом сечении (п.5.1.2), для остальных котлов  К (°С).
     
     7.5. Дополнительная абсолютная погрешность измерения  при отклонении внешних влияющих факторов от их нормальных значений определяется по формуле
     

,                                        (7)

     
где  - предел дополнительной абсолютной погрешности термопреобразователя сопротивления, измерительного прибора и линий связи при заданных конкретных условиях измерений  на данной ТЭС (при наиболее вероятных отклонениях влияющих факторов от нормальных значений), К (°С);
     
      - предел дополнительной абсолютной методической погрешности от отклонения поля распределения температур и скоростей газов от принятых за нормальные, К (°С).
     
     Определение  производится на основании НТД на средства измерений, - по результатам экспериментального определения полей скоростей и температур газов в балансовом сечении. Погрешности уточняются экспериментально при аттестации МВИ.
     
     7.6. Предел суммарной абсолютной погрешности измерения находится по формуле
     

.                                                      (8)

     
     Пример определения суммарной абсолютной погрешности приведен в приложении 2.
     
     

8. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

     
     8.1. Требования к лицам, проводящим измерения, лежат в пределах квалификационных требований к машинистам энергетических котлов.
     
     8.2. Лица, осуществляющие подготовку к измерениям (п.5.1), должны иметь квалификацию слесаря по автоматике и КИП не ниже 5-го разряда.
     
     8.3. Экспериментальное определение полей скоростей и температур газов в балансовых сечениях осуществляют лица с квалификацией не ниже инженера-теплотехника.
     
     8.4. Лица, обслуживающие систему измерений , проводящие ее ремонт и поверку приборов (п.5.3), должны иметь квалификацию слесаря по автоматике и КИП не ниже 4-го разряда.
     
     

9. ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

     
     9.1. При монтаже, наладке и эксплуатации систем измерения  должны соблюдаться требования "Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей" (М.: Энергоатомиздат, 1985).
     
     9.2. Инструктаж операторов проводится в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей" (М.: Энергия,1977).
     

Приложение 1
Рекомендуемое

          
НОМЕНКЛАТУРА РЕКОМЕНДУЕМЫХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

     
Приложение 2
Справочное

          
ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ СУММАРНОЙ АБСОЛЮТНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ С СУХИМ
ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЕМ

     
1. Измерения температуры в одной точке
(один канал измерения)

     1.1. По показаниям вторичного прибора КСМ-2
     
     Основная абсолютная погрешность измерения температуры уходящих газов при нормальных условиях определяется по формуле (4), где
     
     для термопреобразователя сопротивления ТСП-0879 по ТУ 25-02.792288-80 °С;
     
     для КСМ-2 по ТУ 25-05.1821-75 нормирующее значение (диапазон измерения) автоматического моста =300 °С; =0,5% - приведенная погрешность автоматического моста, тогда
     

 °С.

     
     При трехпроводной схеме изменения температуры соединительных проводов от термопреобразователя до БЩУ не вызывает погрешности, тогда =0;
     
     при измерении поля температур в одной точке  принимаем равным значению неравномерности поля температур газов в балансовом сечении газохода =2 °С, тогда
     

 °С.

     
     Для вычисления дополнительной абсолютной погрешности измерения используется формула (7), где
     
     значение  включает погрешность вследствие перегрева чувствительного элемента, погрешность из-за изменения отношения  и погрешность из-за неточности подгонки начального сопротивления чувствительного элемента.
     
     Погрешность вследствие перегрева чувствительного элемента равняется 0,05% или 0,32 °С (см. п.1.3.5 ТУ 25-02.792288-80). Погрешность из-за изменения отношения  составляет 0,1% или 0,65 °С (см. п.1.3.2 табл.3 ТУ 25-02.792288-80). Погрешность из-за неточности подгонки начального сопротивления равна 0,2 °С, тогда
     

 °С;

     
     значение  учитывает погрешность, вызванную изменением температуры окружающего воздуха от измеренной °С до  °С ( °С) и изменением напряжения питания силовой электрической цепи на +10 и -15%.
     
     Погрешность вследствие изменения температуры окружающего воздуха равняется
     

, или 0,3 °С.

     
     Погрешность вследствие изменения напряжения питания силовой электрической цепи равняется 0,75 °С, тогда
     

 °С;

     
     при принятой схеме включения =0;
     
     учитывая, что поле температур характеризуется стабильностью, принимаем =0. Таким образом,
     

 °С.

     
     Предел суммарной абсолютной погрешности одного канала измерения
     

°С.

     
     1.2. По регистрации вторичного прибора КСМ-2
     
     Основная абсолютная погрешность измерения температуры уходящих газов определяется по формуле (4), где:
     

     =0,87 °С;     

     
     для КСМ-2 по ТУ 25-05.1821-75

     
     =300 °С, =1 (по регистрации), тогда

°С.

     
     =0;
     
     °С, тогда
     
     °С - основная абсолютная погрешность измерения;
     
      °С - дополнительная абсолютная погрешность измерения.
     
     Предел суммарной абсолютной погрешности одного канала измерения
     

°С.

     
2. Измерение температуры в двух точках
(два канала измерения)

     
     Погрешность при двух каналах измерения определяется по формуле
     

,

     
где  - погрешности каналов измерения.
     
     Принимая °С.
     

3. Определение средней температуры при измерении в одной точке

     
     При измерении температуры уходящих газов для газомазутного котла берутся показания измерительного прибора через 15 с (минутная температура). Пусть  °С,  °С,  °С,  °С, тогда
     

°С.

     
     
     
Текст документа сверен по:
/ Министерство энергетики и электрификации СССР. -
М.: СПО Союзтехэнерго, 1986